endesa. resultados 1s 2018

Endesa. Resultados 1S 2018

24/07/2018

Sólido desempeño del EBITDA del negocio liberalizado (+42%) en un contexto de normalización gradual de las condiciones del mercado

2

El EBITDA total creció un 12% en el periodo

Evolución plana de los costes fijos absorbiendo la inflación y el crecimiento

Claves del periodo

Fuerte crecimiento del resultado neto (+15%)

Contribución estable del negocio regulado

Resultados 1S 2018 - Madrid, 24 Julio 2018

M€

Ingresos 9.934 10.004 -1%

Margen de Contribución 2.823 2.624 8%

EBITDA 1.804 1.605 12%

EBIT 1.053 901 17%

Resultado Neto Atribuible 752 653 15%

Capex neto 460 288 60%

Flujos actividades de explotación 639 675 -5%

Deuda financiera neta 5.956 4.985 19%

1S 2018 1S 2017 Variación

30.06.2018 31.12.2017

Principales magnitudes financieras

3

(1)

Resultados 1S 2018 - Madrid, 24 Julio 2018(1) Inversiones financieras no incluidas (25 M€ en 1S2018 y 42 M€ en 1S2017). No incluye las combinaciones de negocio realizadas durante el ejercicio

81 80

235 163

217112

4

Los objetivos aprobados de la política energética de la UE en línea con la visión estratégica de Endesa

Objetivos de la política energética de la UETransición energética: descarbonización de la economía

Objetivos de la política energética de la UE a 2030 (1) Visión estratégica de Endesa para España

Emisiones CO2

Objetivo del 32% vs 27% anterior

Reducción del 40% vs 1990

43% sectores ETS vs 2005

30% sectores no ETS vs 2005 (España 26%)

Renovables

Objetivo de reducción del 32,5% vs 27% anteriorEficiencia

energética

Capacidad de interconexión eléctrica 15%Seguridad de

suministro

-48%

2030 vs 2005

No ETS

ETS

2030

275452

2005

-30%

2030

32-35(2)

2015

16

Renovables en

consumo final %

MtCO2eq

-37,5%126

Energía final vs

tendencial %

(1) Acuerdo en el Consejo de la UE de junio de 2018. Objetivos agregados a nivel Europeo

(2) Llegar al 35% de penetración renovable en 2030 requeriría un mayor compromiso con el objetivo No ETS, lo que requeriría mayores niveles de electrificación

(3) REN: Fuentes de energía renovables

>32%

20302015

2030

1S 2018 Resultados- Madrid, 24 Julio 2018

Sector eléctrico 33% de la energía final:

• La nueva capacidad será renovable.

• Nuclear, térmica e interconexiones

garantizando la seguridad del suministro

+46 GW

REN(3)

Cumplimiento de los pilares estratégicos industriales


Creando valor para nuestros stakeholders

Enfoque en el cliente

Maximización del valor del

cliente y liderazgo con

Endesa X

Smart GridsRedes inteligentes y

optimización de las

operaciones

Mix de generaciónDescarbonización y

seguridad del suministro

Digitalización: Capex digital: ~110M€ durante 2018

Eficiencia: estabilidad de los costes fijos

Margen integrado +19%

Margen Endesa X +11%

Crecimiento orgánico . e inorgánico

A 30 de Junio de 2018

Crecimiento en energías renovables y redes

6

Orgánico

Avanzando en nuestro compromiso de crecimiento centrado en Energías Renovables y Redes


Renovables

Redes

Inorgánico

2 parques:

74 MW

3 parques:

57,5 MW

Gestinver

132 MW eólica

Inversión: ~170 M€

Ebitda 2019e ~20 M€ (~4 M€ 1S2018)

Oferta publica por

E. A. E. Ceuta

Alrededor de 30,000 clientes de comercialización y puntos de

suministro

Aceptación: >94%

Inversión: ~83M€

Ebitda 2017: 8M€

540 MW eólica y 339 MW fotovoltaica

Inversión: 870 M€

TIR inversión>11%

Subastas españolas 2017

Infraestructuras

Inversión RAB 1S 2018: 180M€

97% de contadores inteligentes (11,6 M)

Pérdidas de energía: 9.2% (mejora del 3%

durante 2018)


7

Transformación digitalAvance a 30 de Junio de 2018

4,1 M de clientes digitales(+0,3M vs 2017)

2,4 M contratos con factura electrónica (+0,3M vs 2017)

18% de aumento de ventas digitales vs 2017

79% de gestiones e-care (+10% vs 2017)

11,6 M de contadores inteligentes instalados (97% de los puntos de suministro <15 kW)

Automatización de red:

+ 16.500 telemandos instalados en la red de MT

131 telemandos actualizados en la red de AT

Almacenamiento a gran escala: Completada la fase de construcción y conexión del proyecto

piloto de 20 MW en Litoral

Lanzamiento del Tech-Bar: 490 visitas de empleados y 88 talleres formativos

Desarrollo del programa de E-Talent 263 empleados (400 empleados implicados)

Desarrollo del programa de capacitación digital 819 empleados (1.200 empleados

comprometidos)

CLIENTES

ACTIVOS

PERSONAL

~110 M€ invertidos en 2018 para acelerar la transformación digital de nuestros clientes, activos y personas


Eficiencia

8

Evolución de KPI’s y grado de cumplimiento

Planes de eficiencia encaminados para cumplir los objetivos 2020

Objetivo 2020

2016 2017 1H2018

4945 45

-8%Coste unitario(3),

€/clienteDistribución

41

(1) Ajustes 1S 2017 en costes fijos: actualizaciones de provisiones por expedientes regulación de empleo en vigor y acuerdos de suspensión de contrato (13 M€), provisiones planes relevo de plantilla, indemnizaciones y otros riesgos de carácter fiscal y

laboral (- 4 M€) y expedientes sancionadores(-12 M€)

(2) Ajustes 1S 2018 en costes fijos: actualizaciones de provisiones por expedientes regulación de empleo en vigor y acuerdos de suspensión de contrato (6 M€), provisiones planes relevo de plantilla, indemnizaciones y otros riesgos de carácter fiscal y

laboral (- 24 M€) y expedientes sancionadores (11 M€)

(3) Incluye gastos corporativos

2016 2017 1H2018

47 47 47

Coste unitario(3),

miles €/MWGeneración

48

-

2016 2017 1H2018

14 1413

Comerciali-

zación

Coste del servicio(3),

€/cliente13

2016 2017 1H2018

4744 44

EGPE Coste unitario(3),

miles €/MW

37

-6%

-7%1.0b€

1.0b€

-19 M€

3 M€

12 M€

(1)

(2)

Evolución costes fijos

1S 2017 1T 2018 2T 2018 1S 2018

51,3 48,1 52,0 50,1

Área Distribución Endesa (3)España(2)

Industria

Residencial

Servicios

-3,4%

+1,0%

+1,5%

Ajustado por laboralidad y temperatura Sin ajustar

(Sin ajustar)

Moderado incremento de la demanda respecto al año anterior

afectado por las temperaturas más suaves de junio y la menor

actividad industrial

Precio mayorista de electricidad

Precio medio del pool en España (€/MWh)

La mayor producción hidroeléctrica no se refleja totalmente en

reducción de precios del pool debido al aumento de precios de las

materias primas y la parada nuclear

Recuperación de las condiciones hidrológicas: niveles de

embalses superiores al promedio de los últimos 10 años y cerca de

los niveles de 2016

74% incremento de la producción hidráulica del sistema(1) Peninsular

(2) Fuente: REE

(3) Fuente: Estimaciones de Endesa

Contexto de mercado en 1S 2018

9

-0,2%

0,3%

1,2%1,1%

Demanda(1)


-2%

1S 2017 1S 2018

16.187 16.976

13.414 9.681

1.8142.115

6.2636.096

37.67834.868

2017 1S 2018

5.593 5.669

5.255 5.133

10.848 10.802

1S 2017 1S 2018

35.105 32.174

9.6029.738

7.7677.256

52.474 49.168

Evolución de Endesa en contexto de mercado 1S 2018

Producción(1)

(GWh) Ventas de electricidad(1)

(GWh)

Principales magnitudes operativas de Electricidad

(1) Energía en barras de central.

(2) B2B incluye ventas industriales en España y Portugal, Pymes y ventas internacionales

(3) Incluye 64 GWh Extrapeninsulares en 1H2018 frente a 44 GWh en 1H2017

PVPCB2B(2) B2C

10

-7%


Nº de clientes electricidad (miles)

Peninsular

(hidráulica y

nuclear)

Peninsular

(térmica)

Extrapeninsular

(regulada)EGPE

Regulados Liberalizados

-6%

+1%

-2%

0%

(3)

31,4 28,7

11,8 11,9

21,4 25,4

38,7 39,1

Sólidos fundamentales en Gx y Cx, con un incremento del 19% del margen unitario eléctrico (25,4 €/MWh)

43,2

Gestión de la energía

Negocio liberalizado

Compras

de energía

Producción

peninsular

Energía (TWh)

40,6

Desglose valores unitarios (€/MWh)

64,560,1

Coste variable unitario(2)

Margen unitario

1S 2017 1S 2018

+19%

11Resultados 1S 2018 - Madrid, 24 Julio 2018

-6%

-9%

+1%

Ventas(1)

Ingreso unitario

(1) Ventas totales de electricidad (en barras de central) – PVPC – Ventas internacionales

(2) Coste de producción + coste compra de energía + servicios complementarios

1S 2017 1S 2017

2017 1S 2018

1.314 1.325

246 237

1.560 1.562

1S 2017 1S 2018

40.655 38.736

5.638 5.928

3.750 4.608

50.043 49.272

Evolución de Endesa en contexto de mercado 1S 2018

Ventas (GWh)

Principales magnitudes operativas de Gas

Minoristas

Ventas

ciclos

combinados

12

Nº de clientes de gas (miles)

Regulados LiberalizadosVentas

mayoristas

-2% 0%

(1) El margen unitario ordinario no incluye el negocio mayorista

Margen unitario (1):

0,8 €/MWh 1,1 €/MWh

1S 2017 1S 2018

Recuperación de las condiciones de mercado en el negocio de gas


Aumento demanda durante 2018: 5,8%

Reportado 1S2017

Extraordinarios Ajustado 1S2017

Dx Gxextrapeninsular

Gx + Sx Ajustado 1S2018

Extraordinarios Reportado 1S2018

1.224 1.224

62

1.286 1.286

365 313

3

310 310

1.035 1.092

135

1.227 1.227

2.624 2.629 2.823 2.823

5

Evolución del margen de contribución

M€

Mejora del margen de contribución ajustado tanto en negocio liberalizado como en Distribución


Margen de contribución neto de extraordinarios

+8%

+7%

+5%

-15%

+19%

Generación y ComercializaciónGx extrapeninsularDistribución

% Var.

Margen

Reportado

-

Extraordinarios 1T17

Gx+Cx

MtM gas y otros : -77 M€

PVPC: 20 M€

Gx extrapeninsular

Reliquidaciones: 52 M€

% Var.

Margen

Ajustado

+5%

-1%

+12%

1S 2017Reportado

1S 2017Ajustado

Dx GxExtrapeninsular

1S 2018Ajustado

1S 2018Reportado

1.224 1.224

62

1.286 1.286

365 313

- 3 310 310

1.589 1.537 1.596 1.596

Negocio reguladoEvolución margen de contribución

Aumento margen bruto regulado derivado de la mejora en ingresos regulados de Distribución

M€

Gx extrapeninsular

Dx


+4%

0%

(1)

(1) Extraordinarios 1S 2017: 52 M€ reliquidaciones extrapeninsulares

1S 2017 Reportado 1S 2017 Ajustado Electricidad + Otros Gas Endesa X 1S 2018 Ajustado 1S 2018 Reportado

1.023 1.003

102

1.105 1.105

-42

35

30

65 65 54 54

3 57 57 1.035 1.092

1.227 1.227

Negocio Liberalizado(1)

Evolución margen de contribución

M€

Incremento del 12% impulsado por la mejora del negocio eléctrico y de gas


+19%

+12%

Electricidad y otros Gas Endesa X

(2)

(1) El margen de contribución del negocio liberalizado incluye el negocio de Generación y Comercialización, Estructura, Servicios y Ajustes y no incluye el negocio extrapeninsular

(2) Extraordinarios 1S 2017: -77 M€ (MtM gas -63 M€ y fuerza mayor en Argelia -14 M€) y 20M€ por re-facturación PVPC

EGPE:

135EGPE: 132

637 626

455

7

473

-80 -80

1.012 1.019

647 635

451

3

460

-79 -79

1.019 1.016

Evolución de los costes fijos

Costes O&M

Costes de

personal

TREI (trabajos

realizados para el

inmovilizado)

0%

M€

Costes fijos planos absorbiendo inflación y crecimiento (1) (2)

16

1S 2017

Reportado

1S 2017

Ajustado

1S 2018

Ajustado

1S 2018

Reportado

0% (1)(2)

0%


-1%

(1) (2)

(1) Ajustes 1S 2017 en costes fijos: actualizaciones de provisiones por expedientes regulación de empleo en vigor y acuerdos de suspensión de contrato (13 M€), provisiones planes relevo

de plantilla, indemnizaciones y otros riesgos de carácter fiscal y laboral (- 4 M€) y expedientes sancionadores(-12 M€)

(2) Ajustes 1S 2018 en costes fijos: actualizaciones de provisiones por expedientes regulación de empleo en vigor y acuerdos de suspensión de contrato (6 M€), provisiones planes relevo

de plantilla, indemnizaciones y otros riesgos de carácter fiscal y laboral (- 24 M€) y expedientes sancionadores (11 M€)

Ebitdareportado 1S

2017

Extraordinarios Ebitda ajustado1S 2017

Dx Gxextrapeninsular

Gx + Sx Ebitda ajustado1S 2018

Extraordinarios Ebitdareportado 1S

2018

936 936

76

1.012 1.012

236 184

8

176 176 -

-- -

433 490

126

616 616

1.605 1.610 1.804 1.804

5

Evolución del EBITDA

M€

Mejora del EBITDA ajustado impulsado tanto por negocio liberalizado como regulado

17

EBITDA neto de extraordinarios+12%

+8%

-25%

+42%

% Var.

EBITDA

Reportado

+8%

-4%

+26%

% Var.

EBITDA

Ajust.

Extraordinarios 1S17

Gx+Cx

MtM gas y otros : -77 M€

PVPC: 20 M€

Gx extrapeninsular

Reliquidaciones: 52 M€


Generación y ComercializaciónGx extrapeninsularDistribución

EGPE: 93(Gestinver ~4 M€)EGPE: 96

+12%

-

EBITDA D&A EBIT Resultado

Fin. Neto

Participadas

y Otros

BAI Impuestos Minoritarios Resultado

Neto

Atribuible

1.804

1.053 984752

-751

-70 +1-228

-4

11%

De EBITDA a Resultado Neto

M€

18Resultados 1S 2018 - Madrid, 24 Julio 2018(1) D&A 2018 incluye 23 M€ adicionales como consecuencia de la implementación de la IFRS 15 (Ingresos procedentes de contratos con clientes)

(2) D&A 2017 incluyó una reversión de provisión de 15 M€.

(1)

1S 2017 1.605 -704 901 -59 6 848 -190 -5 653

Variación (%) +12% +7% +17% +19% -83% +16% +20% +20% +15%

(2)

2017 Cash flow de lasoperaciones

Capex (621 M€) + Otros

Dividendos 1S 2018

4.455 5.214

530 - 639 862

748 742 4.985

5.956 M€

Análisis de la deuda financiera neta

1,4x 1,6x

El Cash Flow de las operaciones se normaliza según lo esperado


(1)

(1) Capex neto con criterio de caja

(2) Saldo neto en base a las liquidaciones de la CNMC

(3) Incluye Gestinver: Consolidación de duda y desembolso de efectivo alrededor

de 170M€

Ratio Deuda Neta

/ EBITDA

(3)

Circulante

regulatorio (2)

Circulante

regulatorio

2017 1S 2018

4.9855.956

407

8875.392

6.843

Por tipo de interés Por divisa

Fijo 52%

Euro 100%

Variable 48%

Estructura de la deuda bruta de Endesa

6.843 6.843

M€

Coste medio de la deuda 2,0% (vs. 2,3% a 1S 2017)


Estructura de la deuda financiera bruta


Deuda bruta y neta

Deuda neta Caja y Derivados registrados

en Activos Financieros

Apalancamiento financiero saneado y elevada posición de liquidez

Cumplimiento del plan estratégico y plenamente comprometidos con las iniciativas de Transición Energética

21

Fuerte incremento del EBITDA respaldado por el muy buen desempeño del negocio liberalizado

Solidez del Resultado Neto

1H 2018 Resultados- Madrid, 24 Julio 2018

Esfuerzo constante en la contención de costes fijos

Conclusiones

Encaminados al cumplimiento de los objetivos fijados para 2018

AnexosResultados Endesa 1S 2018

22

2018 2019 2020 2021 2022+

1.20016

19

8

5558

119

1.120

41

43

73333

3.391

1.249

114

791152

4.530

Liquidez 3.869 M€

Vida media de la deuda : 5,4 años

880 M€ en caja

2.989 M€ en líneas de crédito disponibles

La liquidez de

Endesa cubre

32 meses de

vencimientos

Saldo bruto de vencimientos pendientes a 30 de Junio 2018: 6.843 M€(1)

Endesa: calendario de vencimientos deuda financiera

23Resultados 1S 2018 - Madrid, 24 Julio

2018

Obligaciones y otros valores negociables (2) Deudas con Entidades de Crédito Otras deudas financieras

(1) Incluye 7 millones de euros correspondientes a derivados financieros

(2) Los pagarés se emiten respaldados por líneas de crédito a largo plazo y se van renovando regularmente

GWh a 1S 2018

(y variación vs. 1S2017)

Total 34.868 -7%

Hidráulica 5.207 68%

Nuclear 11.769 -10%

Carbón 9.080 -22%

Gas Natural 3.466 -26%

Fuel-Gas 3.231 -4%

Renovables 2.115 17%

Producción Total (1)

GW a 1S 2018

(y variación vs. 31 Dic. 2017)

Total 22,8 0%

Hidráulica 4,7 0%

Nuclear 3,3 0%

Carbón 5,2 0%

Gas Natural 5,4 0%

Fuel-Gas 2,4 -2%

Renovables 1,8 0%

Capacidad Instalada Total (2)

1S 2017 1S 2018

3.091 5.207

13.09611.769

1.814 2.1153.789 1.690

6.5736.238

3.0521.753

6.2636.096

Potencia instalada y producción

Producción total(1) (GWh)

Decremento 28% de la producción térmica peninsular

Hidráulica, nuclear y renovables representaron el 55% de la

producción total (vs. 48 % en 1S 2017)

Hidráulica

Nuclear Carbón nacional

Carbón importado

Producción total (GWh)

Capacidad instalada total (GW)

24

CCGT

37.678 34.868

48% 55%

EGPE SENP

-7%

Resultados 1S 2018 - Madrid, 24 Julio

2018

(1) Producción en barras de central (Producción Bruta detraídos los autoconsumos)

(2) Potencia Neta

Ingresos 8.649 1.387 275 -377 9.934

Aprovisionamientos y servicios -7.058 -101 -41 89 -7.111

1.591 1.286 234 -288 2.823

Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo 17 57 6 0 80

Gastos de Personal -269 -125 -83 4 -473

Otros Gastos Fijos de Explotación -544 -206 -159 283 -626

795 1.012 -2 -1 1.804

D&A -424 -305 -22 0 -751

371 707 -24 -1 1.053

Resultado financiero neto -83 -36 49 0 -70

Resultado Neto por el Método de Participación 14 3 3 0 20

Resultado de otras Inversiones 0 0 324 -324 0

Resultado en Ventas de Activos -19 2 -2 0 -19

283 676 350 -325 984

Impuesto sobre Sociedades -60 -162 -7 1 -228

Intereses Minoritarios -4 0 0 0 -4

219 514 343 -324 752

Margen de contribución

EBITDA

RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS

RESULTADO NETO ATRIBUIBLE

Gx+Cx Dx

EBIT

Estructura Ajustes TOTAL

Endesa: PyG 1S 2018


2018

Ingresos 8.818 1.290 261 -365 10.004

Aprovisionamientos y servicios -7.363 -66 -38 87 -7.380

1.455 1.224 223 -278 2.624

Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo 11 60 8 0 79

Gastos de Personal -236 -133 -90 8 -451

Otros Gastos Fijos de Explotación -532 -215 -168 268 -647

698 936 -27 -2 1.605

D&A -407 -269 -28 0 -704

291 667 -55 -2 901

Resultado financiero neto -50 -46 34 3 -59

Resultado Neto por el Método de Participación 7 3 0 0 10

Resultado de otras Inversiones 1 0 349 -349 1

Resultado en Ventas de Activos -14 5 4 0 -5

235 629 332 -348 848

Impuesto sobre Sociedades -43 -153 4 2 -190

Intereses Minoritarios -5 0 0 0 -5

187 476 336 -346 653

EBITDA

Gx+Cx Dx

EBIT

Estructura Ajustes TOTAL

Margen de contribución

RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS

RESULTADO NETO ATRIBUIBLE

Endesa: PyG 1S 2017


2018

27

Glosario de términos (I/II)


Concepto Cálculo

Nº de referencia del Informe de

Gestión Consolidado

Coste medio de la deuda (%):(Coste deuda financiera bruta) / Deuda financiera media bruta: 64 M€ x (365/180) / 6.335 M€ =

2,0%1.3.3

Vida media de la deuda (nº de años)(Principal x número de días de vigencia) / (Principal Vigente al Cierre del Periodo x Número

Días del Periodo): 37.077 / 6.836 = 5,4 añosn/a

Cash flow de las operaciones (M€) Flujos Netos de Efectivo Procedentes de las Actividades de Explotación (639 M€) 4.2

Cobertura vencimientos de deuda (meses)Periodo de vencimientos (nº meses) de la deuda vegetativa que se podría cubrir con la liquidez

disponible: 32 meses4.1

Resultado bruto de explotación (M€)

Ingresos (9.934 M€) – Aprovisionamientos y servicios (7.111 M€) + Trabajos realizados por el

Grupo para su activo (80 M€) – gastos de personal (473 M€) – Otros Gastos Fijos de

Explotación (626 M€) = 1.804 M€

1.3

Resultado de explotación (M€) Resultado bruto de explotación (1.804 M€) - Depreciación y amortización (751 M€) = 1.053 M€ 1.3

Costes fijos / Opex (M€)Gastos de personal (473 M€) + Otros gastos fijos de explotación (626 M€) - Trabajos

realizados por el Grupo para su activo (80 M€) = 1.019 M€1.3.2

Margen de contribución (M€) Ingresos (9.934 M€) – Aprovisionamientos y servicios (7.111 M€) = 2.823 M€ 1.4.1

Apalancamiento (veces)Deuda financiera neta (5.956 M€) / Resultado bruto de explotación (1.937 M€ de 3T y 4T 17 +

1.804 M€ de 1S 2018) = 1,6xn/a

Inversión neta (M€)Inversiones brutas materiales (458 M€) e inmateriales (71 M€) - activos cedidos por clientes y

subvenciones (69 M€) = 460 M€4.3

Nota: Consúltese el Informe de Gestión Consolidado para aquellas Medidas Alternativas de Rendimiento no contenidas aquí

28

Glosario de términos(II/II)


Concepto Cálculo

Nº de referencia del Informe de

Gestión Consolidado

Deuda financiera neta (M€)Deuda financiera a largo y corto plazo (5.556 M€ + 1.287 M€) - Caja y otros medios líquidos

equivalentes (880 M€) – Derivados reconocidos como activos financieros (7 M€) = 5.956 M€4.1

Resultado financiero neto (M€)Ingreso financiero (18 M€) - Gasto financiero (87 M€) - Diferencias de cambio netas (1 M€) = -

70 M€1.3.3

Ingresos (M€) Ventas (9.560 M€) + Otros ingresos de explotación (374 M€) = 9.934 M€ 1.3.1

Margen eléctrico integrado (M€)Margen de Contribución Gx+Cx (1.591 M€) - Margen SENP (310 M€) - Margen PVPC (49 M€) -

Margen gas (65 M€) - Margen Endesa X (57 M€) - Otros (78 M€) = 1.033 M€n/a

Margen eléctrico unitario integrado (€/MWh)Margen eléctrico integrado / Ventas eléctricas en el mercado liberalizado en España y

Portugal: 1.033 M€ / 40,6 TWh = 25,4€/MWhn/a

Margen ordinario unitario de gas (€/MWh)Margen Ordinario de Gas / Ventas de Gas excluyendo Ventas Mayoristas: 47,7 M€ / 44,7 TWh

= 1,1 €/MWhn/a

Margen contribución Endesa X (M€)Margen de contribución generado por los productos y servicios de valor añadido

comercializados por la unidad de Endesa X = 57 M€n/a

Nota: Consúltese el Informe de Gestión Consolidado para aquellas Medidas Alternativas de Rendimiento no contenidas aquí

Este documento contiene ciertas afirmaciones que constituyen estimaciones o perspectivas (“forward-looking statements”) sobre estadísticas y resultados financieros y operativos y otros

futuribles. Estas declaraciones no constituyen garantías de que se materializarán resultados futuros y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en

circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de ENDESA o que pueden ser difíciles de predecir.

Dichas afirmaciones incluyen, entre otras, información sobre: estimaciones de beneficios futuros; variaciones de la producción eléctrica de las distintas tecnologías, así como de cuota

de mercado; variaciones esperadas en la demanda y suministro de gas; estrategia y objetivos de gestión; estimaciones de reducción de costes; estructura de precios y tarifas; previsión

de inversiones; enajenación estimada de activos; variaciones previstas de capacidad de generación y cambios en el “mix” de capacidad; “repowering” de capacidad; y condiciones

macroeconómicas. Las asunciones principales sobre las que se fundamentan las previsiones y objetivos incluidos en este documento están relacionadas con el entorno regulatorio,

tipos de cambio, commodities, contrapartes, desinversiones, incrementos en la producción y en capacidad instalada en mercados donde ENDESA opera, incrementos en la demanda en

tales mercados, asignación de producción entre las distintas tecnologías, con incrementos de costes asociados con una mayor actividad que no superen ciertos límites, con un precio de

la electricidad no menor de ciertos niveles, con el coste de las centrales de ciclo combinado y con la disponibilidad y coste de las materias primas y de los derechos de emisión

necesarios para operar nuestro negocio en los niveles deseados.

Para estas afirmaciones, ENDESA se ampara en la protección otorgada por Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América para los “forward-looking

statements”.

Los siguientes factores, además de los mencionados en este documento, pueden hacer variar significativamente las estadísticas y los resultados financieros y operativos de lo indicado

en las estimaciones: condiciones económicas e industriales; factores relativos a la liquidez y financiación; factores operacionales; factores estratégicos y regulatorios, legales, fiscales,

medioambientales, gubernamentales y políticos; factores reputacionales; y factores comerciales o transaccionales.

Se puede encontrar información adicional sobre las razones por las que los resultados reales y otros desarrollos pueden diferir significativamente de las expectativas implícita o

explícitamente contenidas en este documento, en el capítulo de Factores de Riesgo de la información regulada de ENDESA registrada en la Comisión Nacional del Mercado de Valores

(“CNMV”).

ENDESA no puede garantizar que las perspectivas contenidas en este documento se cumplirán en sus términos. Tampoco ENDESA ni ninguna de sus filiales tienen la intención de

actualizar tales estimaciones, previsiones y objetivos excepto que otra consideración sea requerida por ley.

Disclaimer

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endesa. resultados 1s 2018

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